四川盆地高石梯—磨溪地區下寒武統筇竹寺組生烴增壓定量評價

劉雯，邱楠生 ，徐秋晨 ，常健

1 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

2 中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京 102249

0 引言

烴源巖生烴是高密度的干酪根轉化成低密度的油和氣的過程，由于密度差導致孔隙流體發生膨脹，在封閉條件較好的情況下便形成超壓。生烴增壓是油氣運移的主要動力[1-2]，對其機制的研究逐漸向定量化方向發展。目前認為干酪根生氣以及原油裂解生氣作用是可以使含油氣盆地形成大規模超壓的主要原因[3-5]。對于干酪根生氣增壓作用，前人建立的定量計算模型沒有針對氫指數對生烴的影響、烴源巖的封閉能力、原油裂解成氣和烴源巖排烴后模型的變化進行討論[6]。郭小文等在考慮了上述因素后，建立了適用于腐殖型干酪根烴源巖排烴前后生烴增壓的定量模型[7]。而干酪根生油作為超壓主要成因機制還存在一些爭議[8-10],有的學者認為超壓可以在低滲透性烴源巖中保持相對比較長的時期，甚至超過毛細管力；但也有的學者根據模型計算干酪根生油導致孔隙流體增加的體積為15%，不能產生超壓[10]。國內學者在前人研究的基礎上考慮了生油過程中孔隙水和油的滲漏、氫指數對生油的影響、生油作用產生的超壓對孔隙水和干酪根的壓實作用等因素，建立了生油增壓的定量模型[11-14]。

下寒武統筇竹寺組為川中高磨地區下寒武統龍王廟組的主力烴源巖。受多期構造運動控制，筇竹寺組經歷了多個連續成熟階段，現今處于過成熟階段[15-16]。從生物發展演化的歷史可知，寒武系甚至更早的烴源巖原始母質的生源構成主要是各種海相環境下的菌藻類和一些低等的水生生物，其原始的母質類型主要以腐泥型為主[17]。因此，高磨地區深層烴源巖需要一個適用于腐泥型干酪根先生油、原油裂解生氣、干酪根再裂解生氣壓力演化的定量模型。本文生油增壓模型以腐泥型干酪根生油模型和生氣模型[7,11]為基礎，考慮巖石的整體壓縮系數，進行校正。原油裂解生氣增壓計算采用Barker提出的基本方案[5]，考慮硫化氫和水生成的具體條件，對模型進行修正。

1 生烴增壓模型建立

圖1 川中地區寒武系筇竹寺組烴源巖生烴演化模式圖Fig. 1 The pattern of hydrocarbon generation of the Cambrian Qiongzhusi Formation in the central of Sichuan Basin

深埋的腐泥型干酪根烴源巖生烴是個連續的過程。烴源巖的熱演化開始以生油為主，期間干酪根熱降解生成的濕氣在深層高溫高壓條件下會溶于原油中，產生的數量和體積對壓力增加的影響都作為干酪根生油階段一起考慮。隨著埋藏深度的增加，保留在烴源巖孔隙內的油逐漸裂解成天然氣，當溫度持續升高達到一定值時，過成熟的干酪根繼續裂解生干氣。本文建立的生烴增壓模型遵循的基本假設有：①不考慮生烴作用影響，地層為正常壓實；②干酪根減少的質量等于石油生成的質量；③烴源巖孔隙中油水共存，具有統一壓力系統；④不考慮水熱膨脹。圖1為建立烴源巖連續生烴增壓模型示意圖，烴源巖先后經歷了干酪根生油增壓、原油裂解生氣增壓和干酪根裂解生氣增壓的過程。假設初始狀態孔隙孔隙壓力為靜水壓力(Ph)，烴源巖初始孔隙充滿地層水。

1.1 干酪根生油增壓定量模型

Guo等采用與正常壓實狀態下沒有烴類生成時的壓力狀態相比較的方法，建立了生油增壓模型[11]。其基本原理是生成的原油體積等于干酪根減少的體積和水及干酪根壓縮的體積。而本次研究所采用的模型是在此基礎上，考慮干酪根作為巖石骨架的一部分，采用生成原油的體積等于干酪根減少的體積和水及巖石整體壓縮的體積。

其中，V1為干酪根生油階段一次壓力平衡后油的體積；Vw0和Vm0分別為孔隙水和巖石骨架的原始體積(Vw0+ Vm0=1)；Cw和Cm分別為孔隙水和巖石骨架的壓縮系數；ΔP為孔隙流體壓力和靜水壓力的差值(P1=Ph+ΔP)；I為氫指數；F為干酪根的轉化率；Mk和ρk分別為烴源巖干酪根的原始質量和密度。

如果考慮烴源巖對液態油的封閉能力，定義α為石油殘留系數，即存在于烴源巖孔隙中的石油質量與原始生成石油質量之比。其大小受烴源巖滲透率影響，滲透率越低，α值越大。則存在于烴源巖孔隙中石油的體積為：

其中，Ph為靜水壓力；Co為石油壓縮系數；Mo為生成石油的質量(等于消耗的干酪根的質量)；ρo為石油密度。將公式(1)和(2)整理得到烴源巖生烴壓力模型：

其中，D=ρk/ρo。

1.2 原油裂解生氣增壓模型

原油裂解生氣的過程是氫原子重排的過程，會形成一個富氫物質和一個貧氫物質[5]。在這一理論下，Barker認為當原油全部裂解生成甲烷和含碳殘渣時，1體積的油可以裂解成706.25體積的氣體(標準狀況下)；當有2%的氫保留在碳殘渣時，1體積的油可以裂解成668.75體積的氣體(標準狀況下)；當有5%的氫保留在碳殘余物中時且生成體積比為9：1的甲烷和乙烷時，1體積的油則可以裂解成537.5倍的氣體。本次研究建立的原油裂解生氣模型的初始狀態是烴源巖生油結束的狀態，即原油的初始狀態是高溫高壓的地下流體。若使用標準狀況下計算得到的油氣轉化率，則原油的實際體積需要用體積系數校正到標準狀況下。原油的體積系數是地層油體積與地面脫氣油體積之比，隨著壓力增大而升高，達到20 MPa后趨于常數，約為1.57[18]。

在開放體系中，孔隙流體壓力保持靜水壓力，裂解所生成的氣體調整為相應的體積。而在封閉體系中，空間恒定，則氣體的壓力會遠高于相同深度的靜水壓力。要想得到封閉體系中氣體的壓力，首先要得到在標準狀態下氣體的體積。

假設孔隙中充滿了油和水，根據Barker的計算結果[5]，計算一定體積的油可以裂解得到氣體在標準狀態下的體積：

其中，Vg為裂解得到的氣體在標準狀態下的體積；a為油在孔隙中所占的比例(%)；V1為孔隙體積(V1=Vw1+Vo1)；k為原油的裂解率；F為在標準狀態下1體積的油裂解生成氣體的體積倍數。

在地質條件下，原油裂解生成的氣體會有一定比例溶解在孔隙水中，換算成標準狀況下氣體的體積為：

其中：Vgw為溶解在孔隙水中原油裂解氣在標準狀態下的體積；Sgw為氣體在水中的溶解度；T0=273.15K和P0=0.1MPa分別為標準狀態下的溫度和壓力；T為地層溫度(K)。

則在標準狀態下原油裂解得到氣體的體積為：

而實際地層中可容納氣體的空間油減少的體積以及油和水被壓縮的體積，再減去碳殘余所占體積和水受熱膨脹的體積。由于水的壓縮和膨脹作用較為復雜，且對整體壓力的影響較小，本次研究中不考慮水體積的變化。因此，實際地層中可容納氣體的體積為：

其中，Vr為原油裂解后剩余的碳殘渣；Co為油的壓縮系數。

因此，根據狀態方程計算得到：

其中，Z為靜巖壓力下的壓縮系數。

整理公式(9)得到：

其中：

通過求解方程得到壓力P的表達式為：

1.3 干酪根生氣增壓定量模型

干酪根生氣模型建立與生油模型相似，初始壓力的狀態不同。生油模型中，孔隙流體為水，壓力處于靜水壓力；而生氣模型中，烴源巖經歷了干酪根生油增壓和油裂解生氣增壓兩個過程，初始孔隙流體為水和氣，壓力的初始狀態為P2。則干酪根生氣時，壓力的狀態為：

其中：D’=ρk/ρg；Vw2、Vg2和Vm2分別為原油裂解生氣后孔隙水、氣體和巖石骨架的體積(Vw2+Vg2+Vm2=1)；Cg為天然氣的壓縮系數；F’為干酪根生氣的轉化率；Mk和ρk分別為烴源巖剩余干酪根的質量和密度。

2 筇竹寺組烴源巖熱演化

四川盆地位于中國西南上揚子克拉通的西北部，為揚子克拉通最穩定的區域。川中古隆起是四川盆地中部樂山—龍女寺鼻狀構造的一部分, 位于龍泉山深大斷裂以東、華鎣山深大斷裂以西。在川中古隆起構造低部位高石梯—磨溪地區發現寒武系特大型氣田，主力產層龍王廟組為孔洞型白云巖，寒武系筇竹寺組頁巖是主要烴源巖[15,17]。筇竹寺組主要為黑色、灰黑色泥頁巖、炭質泥巖，TOC為0.07%～7.56%，平均1.56%；干酪根碳同位素值分布在-36.8‰～-29.9‰之間，平均-32.8‰，具有典型腐泥型干酪根的特征。巖心觀察發現，在龍王廟組白云巖和筇竹寺組的裂縫中發育不規則侵染狀或粒狀的固態瀝青，通常為膠瀝青和碳瀝青，成熟度高[15]。

以磨溪9井為例，根據前人對川中地區熱史的恢復結果[19-20]，采用BasinMod 1D軟件的瞬時熱流模型和EASY%RO模型，以現今狀態為約束，模擬筇竹寺組的溫度演化和成熟度。溫度演化結果顯示(圖2)，高磨地區筇竹寺組經歷了兩次升溫和降溫過程，晚二疊世以來的第二次快速升溫過程，直到晚白堊世初期，筇竹寺組底部的最高溫度達到240℃。成熟度模擬結果顯示(圖2)，高石梯—磨溪地區筇竹寺組烴源巖現今處于過成熟階段。早三疊世初期烴源巖開始生烴；早侏羅世初至中侏羅世末，處于生油高峰階段(RO=0.8%～1.3%)；晚侏羅世的燕山運動之后，處于高成熟期(RO=1.3%～2.0%)；白堊紀初期，筇竹寺組泥頁巖進入過成熟的干氣生成階段。因此，筇竹寺組的烴源巖生烴演化是個連續的過程，應逐步采用腐泥型干酪根生油模型、原油裂解生氣模型、腐泥型干酪根生氣模型模擬各階段的壓力演化。

根據高磨地區的實際情況，設置烴源巖的有機碳含量為4.36%，氫指數為15 mg/g。烴源巖孔隙度的計算采用倒數壓實模型，取生油初始孔隙度為20%，腐泥型干酪根的轉化率采用LLNL干酪根生烴動力學模型。筇竹寺組生烴史模擬結果顯示(圖2)，三疊紀初烴源巖RO達到0.5%，進入生烴門限；侏羅紀初期，距今約200 Ma筇竹寺組底部烴源巖RO達到0.7%，進入主生油期，生烴轉化率為6%，對應深度為3825 m，溫度為116℃；中侏羅世初期，距今約176 Ma，烴源巖RO達到1.0%生油達到高峰期，生烴轉化率為82%，對應埋深為4330 m，溫度為142℃；到中侏羅世末期，生油結束，烴源巖RO達到1.3%，生烴轉化率為100%，埋深為5290 m，溫度為168℃。從晚侏羅世初期到早白堊世初，筇竹寺組地層溫度為168℃～210℃，保留在筇竹寺內的原油發生裂解生氣作用，裂解率與溫度的關系參考Waples的實驗結果[21]。早白堊世初到晚白堊世初，埋深達到最大，筇竹寺組的RO大于2.6%，地層溫度為210℃～240℃，達到干酪根裂解生氣的臨界條件。但目前對儲層中氣體成因的判別未發現干酪根裂解成因氣，因此認為烴源巖中干酪根直接裂解生氣的量較少，對壓力的影響較小。

3 筇竹寺組壓力演化

從晚二疊世到中侏羅世末期，磨溪9井筇竹寺組處于生油階段，采用腐泥型干酪根生油增壓模型定量計算壓力演化。其中地層水密度為1.03 g/cm3，巖石密度2.6 g/cm3，原油密度為0.85 g/cm3。地層水壓縮系數為4.4×10-4MPa-1，原油壓縮系數為22×10-4MPa-1，巖石壓縮系數為14×10-4MPa-1。殘留系數為0.9。烴源巖干酪根的質量分數為實測TOC、巖石密度和轉換因子的乘積[22]，對于由埋深引起的溫度與壓力的增加導致干酪根的熱降解及生烴，腐泥型干酪根到TOC的轉換因子為1.2。根據磨溪9井的生烴史，分別取不同時間對應筇竹寺組的溫度、埋深、轉化率和RO，根據生油增壓模型(公式3、4)計算由于生油作用產生的累積增壓量。壓力演化結果顯示(表1)，從250 Ma(1625 m)開始，烴源巖達到生烴門限，生油增壓開始累積；從200 Ma(3825 m)到176 Ma(4330 m)，生油增壓快速累積，干酪根轉化率達到82%，超壓累積達到59.36 MPa；到165 Ma(5223 m)生油結束時，筇竹寺組烴源巖的地層壓力為119.42 MPa，由生油作用形成的累積超壓達66.70 MPa，壓力系數達2.27。根據公式(1)和初始孔隙度計算可得，筇竹寺組生油結束后，含油飽和度為0.44，這也是原油裂解生氣的起始狀態。

圖2 磨溪9井埋藏史及筇竹寺組烴源巖熱演化Fig. 2 The burial history and the source rocks thermalevolution in Qiongzhusi Formation of Well MX9

表1 筇竹寺組烴源巖生油增壓計算結果Table 1 The overpressure results caused by oil generation in Qiongzhusi Formation

筇竹寺組干酪根生油結束后，從晚侏羅世初期到早白堊世初期，隨著地層繼續快速埋深，溫度持續增大，保留在烴源巖內的原油繼續發生裂解生氣作用。根據建立的原油裂解模型(公式11)模擬裂解生氣階段筇竹寺組壓力的變化。其中初始原油飽和度為0.44，油氣體積轉化率為537.5，甲烷在水中的溶解度體積百分數為0.03%，殘余碳體積為17.5%，校正系數1.5，其余參數與腐泥型干酪根生油增壓模型相一致。計算結果顯示(表2)，原油裂解的起始階段壓力迅速增大，少量原油裂解產生的壓力就可接近烴源巖靜巖壓力。du Rouchet認為當超壓體系中孔隙流體壓力達到上覆地層靜巖壓力的70%～90%時，將形成垂直微裂縫[22-23]。當筇竹寺組的原油裂解率約為9%時，地層壓力達到破裂壓力，烴源巖開啟微裂縫，氣體散失；直到地層壓力再次小于破裂壓力時，烴源巖閉合。原油繼續裂解，當壓力再次達到破裂壓力時，重復排烴過程，直到140 Ma裂解結束，達到壓力平衡，地層壓力略低于破裂壓力。需要說明的是，本次模擬所采用的烴源巖參數均為現今參數。由于川中地區的龍王廟組經歷過深埋作用，全區的烴源巖演化都是過成熟狀態，難以得到烴源巖低熟狀態下的參數。但模擬結果顯示，即使采用過成熟的烴源巖參數得到的累積壓力已經逼近甚至突破蓋層的破裂壓力，若采用原始烴源巖參數效果類似，可能達到破裂壓力的時間會更早。

綜上所述，四川盆地高磨地區筇竹寺組晚二疊世時，達到生烴門限，開始生油，地層溫度約為90 ℃；早侏羅世初，地層溫度約為120 ℃，開始大量生烴，超壓開始快速累積；中侏羅世初期，地層溫度達到140 ℃，干酪根生油轉化率達80%，生油階段累積超壓約60 MPa，壓力系數達2.36；中侏羅世末期，地層溫度約168 ℃，原油開始裂解生氣，當油裂解氣的轉化率約為8%時，壓力系數大于2.5，地層壓力大于破裂壓力，烴源巖開啟微裂縫，氣體散失；到早白堊世初期，地層溫度達到210 ℃，原油完全裂解，烴源巖在原油裂解生氣過程中發生幕式排烴，最終地層壓力保持平衡，壓力系數約為2.2 (圖3)。

表2 筇竹寺組原油裂解生氣增壓量計算結果Table 2 The overpressure results caused by oil craking in Qiongzhusi Formation

圖3 磨溪9井筇竹寺組生烴過程累積超壓及壓力系數演化Fig. 3 The evolution of excess pressure and pressure coefficient during the process of hydrocarbon generation in Qiongzhusi Formation of Well MX9

4 討論

壓力和溫度的耦合關系決定溫度參數是生烴增壓模型中的重要條件，不僅影響著生油階段干酪根的轉化率，也影響著原油裂解的速率。除熱史背景外，生油增壓模型中，烴源巖有機碳含量、氫指數和殘留系數對生油增壓強度都有影響，以氫指數的影響最小，有機碳含量次之，殘留系數影響最大[11,25-26]。石油殘留系數決定烴源巖孔隙中的殘留油飽和度，不僅對生油階段的壓力有很大影響，也是原油裂解生氣增壓模型的重要參數。對于磨溪9井，有機碳含量為4.36%，氫指數為15 mg/g，當殘留系數大于0.5時，才會形成明顯超壓。當殘留系數每增加0.05時，相同深度增加壓力7 MPa～8 MPa，壓力系數增大0.3～0.4，說明烴源巖封閉條件對生油增壓具有非常重要的影響(圖4)。烴源巖的封閉條件越好，生油作用所產生的超壓程度越大。

對于原油裂解氣模型，模型中油氣的油氣轉化率、初始含油飽和度和裂解速率是最重要的參數，分別與原油的組分和烴源巖的封閉性有關。當其他參數一定時，原油中硫的含量越高，壓力增大的幅度越小(圖5)。若原油中含有一定量的硫和氧，也會消耗一部分氫，形成硫化氫和水(原油中的氮則一般形成氮氣)。特別是在鐵含量較低的碳酸鹽巖中，原油中的硫難以形成黃鐵礦而以硫化氫作為原油裂解的產物。當甲烷和硫化氫的比例達到2:1時，原油中20%的氫會用來形成硫化氫和氫硫酸，則1體積的原油裂解只能得到431.25倍的氣體。對高磨地區龍王廟組天然氣和瀝青族組分分析顯示，硫的摩爾含量較低，考慮到原油運移過程中元素的變化，硫的含量在0～7.5%。本文中原油裂解速率與溫度的關系式參照Waples發表的成果，但近年來很多學者研究表明，超壓的形成會抑制原油裂解的進度，特別是原油裂解的啟動溫度[25-26]。

圖4 磨溪9井筇竹寺組不同殘留系數(α)下生油階段地層壓力和壓力系數隨深度變化關系Fig. 4 The pore pressure and pressure coefficient caused by oil generation at different retention coefficient vary with depth of Qiongzhusi Formation in Well MX9

圖5 磨溪9井筇竹寺組不同組分原油裂解生氣地層壓力和壓力系數隨深度變化關系Fig. 5 The pore pressure and pressure coefficient caused by oil cracking at different retention coefficient vary with depth of Qiongzhusi Formation in Well MX9

5 結論

(1)川中高磨地區下寒武統筇竹寺組烴源巖經歷了晚二疊世末到中侏羅世末的生油階段、中侏羅世末到早白堊世初的原油裂解生油階段和后期干酪根生氣階段。考慮到巖石的整體壓縮系數和原油組分特征，建立了適用于腐泥型干酪根連續生烴的增壓模型。

(2)由生油增壓模型計算，川中地區筇竹寺組晚二疊世末到三疊紀末生油初期階段，超壓開始累積，緩慢增大；早侏羅世初，進入生油窗階段，超壓快速累積，到中侏羅世初期超壓達到最大，壓力系數約為2.4；到中侏羅世末期，生油作用結束，超壓程度略有降低，壓力系數約為2.27。由原油裂解生氣增壓模型計算，中侏羅世末期到早白堊世初期筇竹寺組內保

留原油進入裂解生氣階段。當油裂解氣的轉化率約為9%時，壓力系數大于2.5，地層壓力大于破裂壓力，烴源巖開啟微裂縫，氣體散失；到早白堊世初期，原油完全裂解。烴源巖在原油裂解生氣過程中發生幕式排烴，最終地層壓力保持平衡，壓力系數約為2.2。

(3)除有機質類型、有機質豐度和熱史背景外，烴源巖的封閉條件是影響生烴增壓作用的重要因素。封閉性越好，烴源巖生油階段產生的超壓越大，烴源巖內的含油飽和度越高。而烴源巖生油階段殘留的含油飽和度是原油裂解生氣階段的初始狀態。對于原油裂解生氣模型，油氣轉化率和原油裂解速率是最重要的參數。油氣轉化率受原油組分影響，含硫量越高，油氣轉化率越低，壓力增大程度越低。而超壓對原油裂解的起始階段有抑制作用，裂解開始的溫度更高，裂解速率則會降低。